项目名称：陕西汇能化工发电工程机组启动调试
装机容量：1×150t/h 锅炉 +1×30MW 凝汽机组 项目性质：基建调试
调试大纲
SMHN-TS-QI-01
江苏华能建设集团有限公司
名 称 单 位 签 名 日 期
批准 试运指挥部
审 核 建设单位
监理单位
施工单位
调试单位
编写 调试单位
目录
1 工程概况--------------------------------------------------------------------1-3
2 调试目的--------------------------------------------------------------------1-4
3 调试依据--------------------------------------------------------------------1-6
4 试运组织机构--------------------------------------------------------------1-7
5 分部试运阶段--------------------------------------------------------------1-9
6 安全技术措施--------------------------------------------------------------1-18
7 调试资料的移交-----------------------------------------------------------1-19
1.工程概况
陕西神木汇能化工有限公司40万吨/年硅酸钠技改项目发电建设工程采用焦炉煤气发电，本工程主机设备分别是：南京汽轮电机（集团）生产的1台30MW 直接空冷凝式汽轮机、发电机和山西太原锅炉集团有限公司生产的1台150t/h 高温高压煤气锅炉，以及山东泰开集团生产的40MVA主变1台。DCS控制系统采用南汽自己研发的DEH-NTK数字电夜调节系统。
本工程主体安装工程施工由山西普能火电安装公司施工。工程设计单位是山西佳华电力工程设计公司。江苏华能安装公司调试中心为工程主体调试单位。机组预计5月1日前并未发电。
主机设备型号、参数及主要技术规范与特征：
（1）锅炉
设备制造商：山西太原锅炉集团有限公司
型号： TG-150/9.81-Qj
锅炉额定蒸发量： 150t/h
额定蒸汽压力： 9.81 MPa
额定蒸汽温度： 540 ℃
给水温度： 215℃
设计燃料：焦炉煤气
设计燃料低位发热值： 7178KJ/Nm3
锅炉设计效率： 90.8%
锅炉排污率： 1%
设计燃料消耗量： 59000Nm3/h
（2）汽轮机
设备制造商：南京汽轮电机（集团）有限公司
型号： NZK30-8.83
额定功率： 30MW 最大功率：33.47MW
转速： 3000r/min
额定进汽压力： 8.83 MPa
额定进汽温度： 535 ℃
额定排汽压力： 15KPa(a)
汽耗量： 126T/h
汽耗率： 4.223kg/kw.h
热耗率： 10659kj/kw.h
转子临界转速： 1549r/min
旋转方向：从机头看顺时针
（3）发电机
型号： QFW-30-2C型
额定功率： 30MW
额定电压： 10500V
额定电流： 2062A
额定频率： 50HZ
额定功率因数： 0.8
绝缘等级： F/B
视在功率： 37.5MVA
额定转速： 3000r/min
励磁方式：无刷励磁
冷却方式：密闭循环空气冷却
2.调试目的
在汽轮发电机组安装结束后，通过对机组的整套启动调试，对机组静态、动态、保护联锁等进行调试考核。对制造、安装、设计的要求和质量以及机组的技术性能进行全面检查；通过整套启动寻找机组在各工况下的合理操作工艺，充分暴露问题，及时调整处理，从而保证机组能达到长期、稳定、安全经济的满负荷运行条件。
本大纲根据《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009版）》和《火力发电厂基本建设工程启动和竣工验收规程（1996版）》及相关规程编制，它主要阐述了调试的总体思想，管理措施，及各阶段工作程序。是本期工程调试的纲领性文件。
3. 调试依据
在机组调试过程中，将以下列规程、规范为依据，开展各项调试工作：
3.1 《火电工程达标投产考核办法（中电投2003年版）及其条文解释》
3.2 《火力发电厂基本建设工程启动和竣工验收规程（1996年版）及相关规程》3.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》
3.4 《火电工程启动调试工作规定》
3.5 《电力建设安全施工管理规定》
3.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-2002
3.7 《电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》DL408-91
3.8 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》
3.9 《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96
3.10 《电力建设施工与验收技术规范》（现行版本、全套）
3.11 《火电施工质量检验及评定标准》（现行版本、全套）
3.12 《电力建设工程质量监督规定》
3.13 《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》
3.14 《火电工程质量监督站质量监督检查典型大纲（试行》
3.15 《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》
3.16 《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》
3.17 《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-95
3.18 《火电机组启动验收性能试验导则》
3.19 《化学监督制度》
3.20 《电力基本建设热力设备化学监督导则》
3.21 《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》
3.22 《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》
3.23 《电力工业锅炉监察规程》
3.24 《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》
3.25 《电力系统自动装置检验条例》
3.26 《火力发电厂热工仪表及控制装置监督条例》
3.27 《热工仪表及控制装置检修运行规程》
3.28 《有关行业和厂家的技术标准》
4. 启动试运组织机构、分工及职责
启动试运分三个阶段：分部试运阶段、整套启动阶段、试生产阶段。
分部试运包括两个部分：单机试运、分系统试运；整套启动包括三个阶段：空负荷调试、带负荷调试、满负荷试运；试生产阶段自总指挥宣布满负荷试运结束开始，六个月时间。
4.1 启动试运的组织机构
根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》和《火电工程启动调试工作规定》的规定，机组启动调试期间应在启动验收委员会及现场试运指挥部的统一指导下进行，其组织机构如下
4.2 启动试运中各单位主要职责
4.2.1 试运指挥部
全面组织领导和协调机组启动试运工作，对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责，审批主要调试方案和措施，协调解决启动试运中的重大问题，组织领导和协调试运指挥部和各小组及各阶段的交接签证工作。 启动验收委员会
试运指挥部
整套试运组 分部试运组
验收检查组
综 合 组 生产准备组
试生产组
4.2.2 建设单位
全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理，参加试运各阶段工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决合同执行中的问题和外部关系。
4.2.3 施工安装单位
负责完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的施工，配合机组整套启动的调试工作；编写分部试运阶段的方案和措施；负责完成分部试运工作及分部试运后的验收签证；提交分部试运阶段的记录和有关文件、资料，做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施。机组移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和文明启动等工作。提交与机组配套的所有文件资料、备品备件和专用工具等。
4.2.4 调试单位
按合同负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运的方案和措施。提出或复审分部试运阶段的调试方案和措施；参加分系统试运后的验收签证；全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作，负责提出解决启动试运中重大问题的方案或建议；提出调试报告和调试工作总结。
4.2.5 生产运行单位
在机组整套启动前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、酸、碱等物品的供应；负责提供电气、热控等设备的运行整定值；参加分部试运及分部试运后的验收签证；做好运行设备与试运设备的安全隔离措施；在启动试运中，负责设备代管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。移交生产后，全面负责机组的安全运行和维护管理工作。
4.2.6 设备制造单位
按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；完成合同中规定的调试工作；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题，协助处理非责任性的设备问题等。
4.2.7 电网调度部门
及时提供归其管辖设备的继电保护装置整定值；检查并网机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；审批机组的并网申请和可能影响电网安全运行的试验方案，作好电网调度满足机组试运要求。
5. 分部试运阶段：
5.1、设备单机试运
安装公司在设备安装完成后、应组织相关施工人员及厂家、建设单位等、对其所安装的设备进行单机试运、并在试运合格后、办理验收签证。
5.2、分系统调试
分系统调试是指各系统在设备单机试运或单体调试合格，为使系统符合整套启动必须具备条件所进行的调试工作。分系统调试在分部试运组的统一指挥下进行。分系统调试应由调试单位负责，建设单位、施工单位、设计单位及主要设备制造厂家代表参加，生产单位操作。
5.2.1分系统调试应具备的条件：
?建筑和安装工程己全部完工并按相应的“验评标准”验收合格。
?具备调试需要的建筑和安装工程的记录资料。
系统接线完整，查线结束。
?单体调试结束并完成交接检查。
?系统中一次元件校验结束。
?设备命名、挂牌结束。
?设备缺陷处理完毕并验收合格。
?调试方案已经通过审批。
?反事故措施已落实。
?道路畅通、照明充足、通讯良好。
?调试所需工器具、仪器仪表、测量工具、材料均已准备好。
5.2.2分系统调试申请批准程序
5.2.2.1分系统调试申请制度，其内容如下：
?调试范围（设备、系统名称及边界点）
?调试时间。
?调试方式。
?分工。
5.2.2.2分系统调试申请的审批是在单体调试静态验收及安装移交调试工作结束
后，由试运组批准实施。
5.2.2.3 申请批准后，由调试单位向参加分系统试运的有关人员进行技术交底。
5.2.2.4 分系统调试结束后，应经有关单位（建设单位、施工单位、调试单位及
生产单位等）验收签证。
5.2.2.5分系统调试的操作程序
分系统试运严格执行单体试运设备出现的问题不解决，不进行分系统调试的原则。
5.2.2.6分系统调试作业程序，其中包括：
a) 分系统调试前检查清单；
b) 联锁保护及报警等试验记录单；
c) 分系统试运签证验收卡；
5.2.2.7 建设单位应对分系统调试过程进行跟踪监督。
5.2.2.8 分系统调试合格后，有关单位应及时验收签证，其签证单位如下：
a）施工单位
b）调试单位
c）建设单位
5.2.2.9分系统调试合格后，调试单位要认真进行调试小结，其要求如下：
a) 调试小结是调试工作的阶段性总结文件，它是对调试内容、调试程序、调试
标准、采用工艺、遇到的问题及处理方法与处理结果、调试完成情况和质量评价以及分析与建议的简单陈述。
b) 调试小结由分项负责人编写，专业负责人审核，项目经理审批。
c) 调试小结应在该阶段调试完成1周内完成编写，后续调试急需的小结应满足
后续调试的要求。
d) 调试小结应包括以下内容
?系统简述
?调试方法及程序
?主要标准
?遇到的主要问题及处理
?调试结果分析与建议
5.3分系统整套启动调试方案措施：
序号措施编号专业调试措施名称
1 HSJQ-TS-QJ-01
汽机调试大纲
2 HSJQ-TS-QJ-02 循环水、工业水系统调试方案
3 HSJQ-TS-QJ-03 凝结水系统调试方案
4 HSJQ-TS-QJ-04 除氧给水系统调试方案
5 HSJQ-TS-QJ-05 真空系统调试方案
6 HSJQ-TS-QJ-06 润滑油调节保安系统调试方案
7 HSJQ-TS-QJ-07 辅汽吹扫调试方案
8 HSJQ-TS-QJ-08 #7、#8机组整套启动调试方案
9 HSJQ-TS-QJ-09 #6机组整套启动调试方案
10 HSJQ-TS-QJ-10 汽机专业反措
11 HS—GL—01
锅炉锅炉专业调试大纲
12 HS—GL—02锅炉冷态通风试验方案
13 HS—GL—03锅炉蒸汽管道吹洗
14 HS—GL—04锅炉蒸汽严密性试验及安全门调整
15 HS—GL—05锅炉整套启动及168小时满负荷试运
16 HS—GL—06锅炉反事故措施
17 HS—RG—01
热控热工专业调试大纲
18 HS—RG—02DCS系统受电及软件恢复调试方案
19 HS—RG—03计算机监视系统调试方案
20 HS—RG—04顺序控制系统调试方案
21 HS—RG—05锅炉炉膛安全监控系统调试方案
22 HS—RG—06模拟量控制系统调试方案
序号措施编号调试措施名称
23 HS—RG—07汽机电液控制系统调试方案
24 HS—RG—08热工专业技术反措
26 HS—DQ—01
电气高备变受电方案
27 HS—DQ—02发变组综合控制系统调试方案
28 HS—DQ—03励磁系统调试方案
29 HS—DQ—04同期系统调试方案
30 HS—DQ—05主变反冲击调试方案
31 HS—DQ—06电气整套启动系统调试方案
32 HS—DQ—07电气专业反事故及习惯性违章预防措施
6. 机组的整套启动
机组的整套启动分三个阶段进行,即:空负荷试运、带负荷调试、满负荷试运。整套试运应具备的基础条件：指挥部应组织的整套启动试运前质量监检，并经工程启动验收委员会批准，确认并同意机组进入整套启动试运阶段。
6.1、机组整套启动具备的条件
6.1.1 现场条件和基础条件
16.1.1.1 场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通，厂房各层地面应完成，试运现场应设有明显标志和分界(包括试运区和运行区分界)，危险区应有围栏和警告标志；露天布置的辅机的电气、热控设备应该有可靠的防雨措施，设备、管道及仪表管道应该有防冻措施；
6.1.1.2 妨碍试运和有着火危险的脚手架及障碍物应拆除，沟道盖板、楼梯栏杆齐全，地面平整，现场清洁，试运区的梯子、平台、步道、栏杆、护板等应按设计安装完毕，正式投入使用。
6.1.1.3 工作现场的照明设备齐全、亮度充足，事故照明安全可靠；
6.1.1.4 消防、通讯设施齐全，对于主要辅机、电气设备、燃油系统及易发生火灾的地方，应备有足够、合格的消防器材；消防水系统压力充足，处于备用状态；
6.1.1.5 上、下水道畅通，保证满足供水和排水的需要；
6.1.1.6 所有与试运机组相关的土建、安装工作应按设计要求结束；
6.1.1.7 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确；现场有符合实际的系统图；
6.1.1.8 调试、运行及检修人员均已分值配齐，运行人员已经培训并考试合格，整套启动方案和措施报审完毕，并按进度向有关参与试运的人员交底；
6.1.1.9 安装、调试、分部试运的验收技术资料、试验报告齐全，并经三方签证验收认可、质检部门审查通过。
6.1.1.10生产准备已将运行所需要的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用具、运行工具、仪表等准备齐全。
6.1.2 锅炉及其辅助系统整套启动应具备的条件
6.1.2.1 送、引风机及其辅助系统，相应的调节挡板、动叶、静叶、隔离挡板调试完毕，有关信号及联锁保护投入。
6.1.2.2 锅炉汽水系统、排污、放气系统调试完毕，验收签证合格。
6.1.2.3 炉膛火焰电视调试完毕，汽包水位计和水位电视调试完毕.
6.1.2.4 煤气系统管道安装完毕、密封试验合格。所有燃气系统阀门动作可靠、开关灵活。
6.1.2.5 焦炉煤气管道低点处应设疏水装置。
6.1.2.6 炉内蓄热稳燃装置完成、浇注料常温风干结束。
6.1.2.7 锅炉本体保温结束、各人孔门、看火孔完整良好。
6.1.2.8 锅炉汽水取样系统、加药系统调试完毕，验收签证合格。
6.1.2.9 烟风系统调试完毕，验收签证合格。
6.1.2.10 锅炉过热器减温水系统、验收签证合格。
6.1.2.11 汽水系统各阀门等部件严密不漏。
6.1.2.12 锅炉本体及炉前给水系统化学处理工作已完成。
6.1.2.13 锅炉及有关蒸汽管道已完成蒸汽吹扫洗。
6.1.2.14 锅炉MFT、SCS联锁试验合格。
6.1.2.15 锅炉各受热面金属壁温、各膨胀指示器可以投用，支吊架牢固，并且留有膨胀裕度。
6.1.2.16 烟风系统、汽水系统、煤气系统、等热工DAS测点及其他所有测点均已调试完毕。
6.1.2.17 锅炉蒸汽严密性试验和安全门校验完毕。
6.1.3 汽机及辅助系统整套启动应具备的条件：
6.1.3.1 汽轮机辅机单体和分系统调试完毕，并已办理验收签证。
6.1.3.2 热工调节控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完毕；6.1.3.3 汽机润滑油系统清理完毕，油循环结束并且化验合格；润滑油系统调试结束，调节控制系统的执行机构调整结束；
6.1.3.4 汽、水系统化学清洗、冲洗、吹扫完成，验收签证合格；
6.1.3.5 化学除盐水系统、辅助蒸汽、轴封、凝结水、循环水、真空、工业水冷却水、除氧器、加热器以及疏水系统安装结束，分部试运完成，验收签证合格，具备运行条件；
6.1.3.6 盘车系统调试完毕，具备连续盘车条件；
6.1.3.7 低压缸喷水系统冲洗结束，喷水压力、方向调整结束。
6.1.4 热控整套启动应具备的条件
6.1.4.1 DCS各分系统调试工作已结束；
6.1.4.2 DEH功能试验完成，各主汽门、调门开关特性和联锁试验正常，模拟仿真试验正确、ETS跳闸保护装置试验结束；
6.1.4.3 BTG盘仪表全部调试完毕，显示正确、动作可靠；
6.1.4.4 有关变送器、电磁阀，温度、压力、流量及位置开关，气动、电动、液动等操作装置调整结束；
6.1.4.5 汽轮机润滑油等辅助系统联锁保护试验结束，动作可靠；
6.1.4.6 SOE，历史数据记录，打印报表及操作员记录，报警组调试完毕；
6.1.4.7 火焰电视、汽包水位电视可随时投运；火检装置好用。
6.1.4.8 炉膛烟气氧量可投运；
6.1.4.9 机炉电大联锁试验正常，联锁投入；
6.1.4.10 TSI等保护调试完毕，锅炉MFT、汽机ETS试验正常，保护投入；
6.1.4.11 整套启动要求的其它热控系统具备投入条件。
6.1.5 电气设备整套启动前应具备的条件：
6.1.5.1 发变组电气部分的一次、二次设备已全部安装、调试完毕，符合设计及启动规程要求，按国家标准验收签证合格。
6.1.5.2 所有电气设备名称编号清楚、正确，带电部分设有警告标志。
6.1.5.3 并网方式已经调度批准。
6.1.5.4 机炉方面可满足电气试验要求，经启动指挥部批准后方可进行试验。6.1.5.5 发电机冷却系统可投入运行。
6.1.5.6 主变和高备变油位正常，瓦斯继电器已排气，温度指示正确，冷却系统运行可靠，油循环阀门已打开，风扇已能正常投入运行，分接头置额定档。6.1.5.7 所有一次设备接地引下线符合要求，电流互感器的末屏接地可靠。
6.1.5.8 有关一次设备包括厂用各系统的操作、控制、音响信号、联锁、DCS顺控及所有保护的传动试验已完成，保护定值核对正确。
6.1.5.9 试验时主变高压侧35kV断路器、隔离刀闸（除小车开关和接地刀闸）均在分闸位置，小车开关在试验位置，接地刀闸均在合闸状态。
6.1.5.10 各部位的交直流熔丝配备齐全，容量合适。
6.1.5.11 已制定落实厂用电运行方式及安全保障措施。
6.2 机组整套启动步骤：
机组整套启动试运阶段是从机、炉、电第一次整套启动时锅炉点火开始到满负荷72小时试运合格移交试生产为止。整套启动前，必须经启动委员会检查、验收、批准、确认、同意机组进入整套启动试运阶段。机组整套启动试运按“空负荷试运、带负荷调试和满负荷试运”三个阶段进行。
6.2.1 第一阶段空负荷试运主要内容
6.2.1.1 按程序启动投运下列辅机设备和系统。
?厂用电系统投入运行；
?除盐水系统、工业水系统投入运行；
?循环冷却水系统投入运行；
?凝汽器上水至正常水位、启动一台凝结水泵，水质合格后向除氧器上水，
投入加药系统；
?投入汽机润滑油系统；
6.2.1.2 汽轮发电机组盘车装置投运并连续盘车不得低于24小时，检查大轴偏心度＜110%原始值；
6.2.1.3 启动电动给水泵锅炉上水，进行锅炉水系统冲洗，直至水质合格；
6.2.1.4 煤气系统置换投运；
6.2.1.5 辅助蒸汽系统投入运行；
6.2.1.6 投入除氧器加热，投入锅炉炉底蒸汽推动加热炉水；
6.2.1.7 启动锅炉烟风系统；
6.2.1.8 进行炉膛吹扫、煤气系统系统置换及爆燃试验；
6.2.1.9 锅炉启动点火升压；
6.2.1.10 按照冷态启动曲线升温升压；
6.2.1.11 炉水加药系统调整投运；
6.2.1.11 启动射水泵抽真空、投轴封供汽
6.2.1.13 汽机按冷态启动曲线启机；
6.2.1.14 机组轴系振动和瓦温监测，必要时进行处理；
6.2.1.15 测取机组启动、升速、空载有关数据曲线，检查记录锅炉热膨胀情况；
6.2.1.16 汽机调节保安系统有关参数的调整试验，汽机在线保护试验3000r/min 打闸试验，主油泵切换、汽轮机喷油压出试验。
6.2.1.17 发电机并网前电气试验。
?升速过程中的检查试验；
?发电机出口K1点三相短路试验；
?拆除K1点短路线；
?发电机空载试验；
?发电机带主变压器K2点三相短路试验；
?拆除K2点短路线；
?发电机空载下调节器试验；
?假同期试验；
6.2.1.18 发电机并网试验；
6.2.1.19 机组并网带初负荷（5%）暖机，逐渐升负荷至10MW暖机3—4小时；
6.2.1.20 进行继电保护回路的检查和励磁系统的负载试验；
6.2.1.21 一次复核厂用电源相位，进行厂用电切换试验。
6.2.1.22 汽机主汽门、调速汽门严密性试验。
6.2.1.23 机组解列，进行汽轮机OPC、机械、电气超速试验和调整。
6.2.1.24 汽机停机，汽机惰走试验。
6.2.1.25 在空负荷试运期间，将条件具备的自动控制系统投入自动，并进行调整试验。
6.2.1.25.1 炉膛负压调节
6.2.1.25.2 给水调节
6.2.1.25.3 除氧器压力调节
6.2.1.25.4 除氧器水位调节
6.2.1.25.5 辅汽压力调节
6.2.2 第二阶段带负荷调试主要内容
6.2.2.1 机组完成第一阶段调试任务后再次启动并网带10%～15%负荷。
6.2.2.2 将条件具备的自动控制系统投入自动，并进行调整试验。
6.2.2.3 炉水加药系统调整投运，汽水品质监督。
6.2.2.4 汽机低加投运，水位调整。
6.2.2.5 启动高炉煤气燃烧器，机组带50%负荷运行。
6.2.2.6 燃烧初调整试验。
6.2.2.7 逐台投入高加运行，调整加热器水位。
6.2.2.8 记录机组在50%负荷下运行时的参数，进行有关电气、汽机试验。
6.2.2.9 机组继续增加负荷至80%负荷下运行；
6.2.2.10 机组继续增加负荷至80%以上时，进行汽机汽门活动试验，真空严密性试验.
6.2.2.11 机组逐步带负荷至100%运行。
6.2.2.12 记录机组在100%负荷下运行时的参数，进行机组工况及参数调整，机组逐渐定参数运行，进行有关电气、汽机试验。
6.2.2.13 自动调节和控制系统投入、调整试验。
6.2.2.14 按甩负荷试验方案，进行50%、100%甩负荷试验。
6.2.2.15 带负荷调试结束应达到的主要指标
带负荷调试项目完成，质量标准达到优良标准。
?高压加热器能够正常投运
?厂用电切换正常
?热控自动投入率≥90%。
?保护装置投入率100%。
?主要仪表投入率100%。
?汽轮发电机负荷达到额定功率。
6.3 第三阶段满负荷72小时试运
6.3.1 机组的自动调节、仪表、保护等正常投入，存在的问题已完善，影响机组满负荷运行的缺陷已经消除，机组保护100%投入；
6.3.2 按照运行规程检查各系统、设备符合满负荷连续运行条件；
6.3.3 电网已经满足机组满负荷连续运行条件；
6.3.4 汽水品质已经满足正常运行要求；
6.3.5 所有加热器投入
6.3.6 机组进入满负荷72小时连续运行；
6.4 72小时满负荷连续试运结束，机组视设备及业主要求是否停机检修，机组再次启动运行24小时动态移交生产。
6.5 机组整套启动试运注意事项：
6.5.1 应严格按机组启动曲线（见厂家资料）要求控制参数
6.5.2 炉水和蒸汽含硅量、机炉启动时各参数的控制值按运行规程执行。
6.5.3 试运行期间，运行、调试、安装人员应严格遵守《电业安全工作规程》，确保设备、人身安全，消防人员必须到岗值班。
6.5.4 试运期间必须严格按《运行规程》和各专业“调试措施”操作，作好事故预想，杜绝误操作情况的发生。
6.5.5 试运行期间机组的停运按《运行规程》操作。
6.5.6 机组停用后应及时做好维护工作，以防发生事故。
7. 安全技术措施
7.1各专业根据国电发〖2000〗589号文关于印发《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的通知，结合本工程设备和系统的特点，制定如下反事故措施：
?汽机试运反事故措施
?锅炉试运反事故措施
?热工专业调试技术反措
?电气专业反事故及习惯性违章预防措施
注：以上反事故技术措施是事故预防措施，当事故发生后，由运行人员负责按电厂运行规程的相关章节进行事故处理。
7.2 技术保证措施
7.2.1 厂用带电和电气整套启动，保持带电设备处与控制室通讯畅通，发电机、主变、厂变等一次设备设专人监护，操作人员要穿绝缘鞋，戴好绝缘手套，发电机升压过程中，升压要缓慢，不能有电压突升现象，发现异常，跳开灭磁开关，以免发电机电压过高危及发电机安全。
7.2.2 整套试运期间采取下列措施：工作票制度，工作许可制度，工作监护制度，工作间断、转移、终结制度。
7.2.3 进行试验接线注意事项，了解电源容量和接线方法，配备合适的熔断器，严防越级熔断，试验用刀闸必须带罩，禁止从运行设备上直接取电源，试验接线经第二人检查无误后方可送电。
7.2.4 带电的电流互感器二次回路上工作时应采取安全措施，严禁电流互感器二次侧开路，短接电流互感器二次绕组，必须使用短接线或短接片，严禁导线缠绕。严禁在短接线与互感器之间的回路和导线上工作。不得将永久接地点断开，必须有人监护，使用绝缘工具并站在绝缘垫上工作。
7.2.5 点火前必须查明炉膛、烟道、风道及其它容器内的人员已全部撤出、用气体检测仪检测燃气管道、点火平台、锅炉炉膛、尾部烟道等区域无可燃气体。7.2.6 点火阶段防熄火和泄漏事故。要加强检查燃气系统和燃烧情况。
7.2.7 试运期间发生下列情况时，操作人员应立即打闸停机。
◆机组发生强烈振动及摩擦；
◆机组超速跳闸动作后，转速不下降；
◆轴瓦、油温超限。
◆炉泄压手段失灵，锅炉超压
8. 调试资料的移交
按新《启规》要求，机组通过72+24小时试运移交生产后45天提交调试技术文件，包括调试报告、调试总结。移交资料。
浅谈某水电站机组调试管理 摘要:介本文主要论述水电站启动调试管理，分析了其管理方法和成功经验,并提出了在水电站引入独立调试单位的创新思路。 关键词:水电站调试管理 0引言 随着时代的变化，社会的发展，许多大小型水电站不断崛起，然而，在水电站管理系统中，机组调试管理普遍存在着一定问题，所以，笔者以某水电站工程为例，对水电站机组调试管理存在问题进行探索分析，希望能给相关专业认识给予借鉴。 1工程简介 某水电站由某水电开发有限公司投资建设。工程为大(II)型工程,总装机容量为395MW。电站高压侧电压为220kV,发电机侧电压为13.8kV。电气主接线低压侧为三组发电机-变压器单元接线,主变压器型号为SSP10-H-120000 220,采用不完全有效接地方式。三台发电机出口均装设ABB公司HGC3型断路器,并设有避雷器以及供测量和保护用的电压互感器。励磁变压器由机组出口引接,厂用高压变、厂用低压变、励磁变均为分相干式变。发电机至主变压器低压侧的连线及各分支引线采用离相封闭母线,220kV配电装置采用SF6全封闭组合电器(GIS)设备。 2机组调试管理 2.1引进专业调试队伍进行机组独立调试 水电站机组调试工作是电站建设的核心阶段,是对机组制造质量验证和安装质量最终检验的重要环节。其基本任务是使新安装机组安全、顺利地完成整套联合启动并移交生产,是电站安全运行和电厂产生效益的重要保证。 目前在我国大中型水电站的安装都是经过公开招标由具有安装资质的水电专业安装单位完成,机组的启动调试也由安装单位完成,绝大部分水电站安装和调试都由同一家单位完成。这样在调试过程中便于协调安装与调试的关系,调试中出现的问题得以快速解决。随着科技不断进步,用户对电能质量要求不断提高以及专业化分工的进一步细化,安装和调试为同一家单位也暴露了一些弊端,一是安装中存在的一些问题未能充分反应；二是电站并网时的机网协调试验安装单位无法完成,需要单独引进专业调试队伍。基于上述原因,大唐国际借鉴火电调试的成功经验,在李仙江流域某、戈兰滩电站尝试引进专业的调试队伍对电站进行独立调试。经公开招标,确定某电站机组启动调试单位为华北电力科学研究院有限责任公司。
光伏电站电气设备 调试方案
XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日
1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、 35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150- 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150- ）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7 JJG313- 《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314- 《测量用电压互感器检定规程》； 3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥：
成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容： 5.1主要试验仪器设备 6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下：
光伏发电工程验收规范（GB/T 50796-2012） 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。 1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。 2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防范工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。
中电投河北沽源50MWp光伏发电工程 电气调试方案 编写依据 1.1 GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 1.2 DL/T408-2002 《电业工作安全规程》（发电厂和变电所电气部分） 1.3 GB/T 14285－2006 《继电保护及安全自动装置技术规程》 1.4 DL/T 995-2006 《继电保护及电网安全自动装置检验规程》 1.5 DL/T527－2002 《静态继电保护逆变电源技术条件》 1.6 Q/GDW140-2006《交流采样测量装置运行检验管理规程》 1.7《工程建设标准强制性条文》电力工程部分，国家建设部（2006年版） 1.8《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国网公司2000年版 1.9《十八项电网重大反事故措施》国网公司2005年版 中电投河北沽源50MWp光伏工程施工图电气部分 设备厂家说明书、出厂报告及相关技术资料 2、调试范围及主要工作量 2.1调试范围： 35kV系统电气设备的高压试验； 35kV系统箱式变压器试验； 380V低压配电装置及逆变器电气调试； 全场地网接地电阻测试。 2.2 主要工作量 2.2.1高压试验部分 2.2.1.1 35kV系统箱式变压器、高压电力电缆等 2.2.1.2 315v母线及低压配电设备、直流系统等。 3、调试方案及步骤 3.1施工准备 3.1.1组织工程技术人员熟悉图纸，了解设计意图，明确调试工作范围。 3.1.2收集到货设备的资料及出厂试验报告，检查设备二次线应符合设计要求。 3.2调试工序安排 电气设备高压试验调试工作在设备安装就位后进行；调试工作应与安装紧密配合，制定合理的工序，保证工程有序进行。
光伏电站生产运维体系架构 一、生产运行与维修管理 1.运行管理 （1）工作票管理 工作票对设备消缺过程中安全风险控制和检修质量控制具有重要的作用。工作票编制时需要细化备缺陷消除过程的步骤，识别消缺工作整个过程的安全风险（人员安全和设备安全），做好风险预判工作，主要包含：工作位置（设备功能位置和工作地点）、开工先决条件、工作步骤、QC控制点、工期、工负责人、工作组成员、工作风险及应对措施、备件（换件和可换件）、工具（常用工具和仪器仪表）等；工作票对工作过程中的关键点进行控制，结合质量管理中QC检查员的作用设置W点（见证点）和H点（停工待检点）以保障工作质量；工作票执行时需要严格执行工作过程的要求，严把安全质量关；工作票执行完毕后必须保存工作记录和完工报告。 （2）操作票管理
操作票使用在对电站设备进行操作的任何环节。操作指令需明确，倒闸操作一般由两人进行操作，操作人员和监护人员共同承担操作责任，核实功能位置、隔离边界、操作指令、风险点后按照操作票逐条进行操作，严禁约定送电。所有操作规范应符合《国家电网倒闸操作要求》。 （3）运行记录管理 运行记录分纸质记录和电子记录两部分，纸质记录主要为运行日志，运行日志记录电站当班值主要工作内容、电站出力、累计电量、故障损失、限电损失、巡检、缺陷和异常情况、重要备件使用情况等；每日工作结束后应在电站管理系统中记录当日电站运行的全面情况，纸质运行日志应当妥善保存。电站监控和自动控制装置监控的运行记录应每日检查记录的完整性，并妥善保存于站内后台服务器（信息储存装置或企业私有云）。 （4）交接班管理 电站交班班组应对电站信息、调度计划、备件使用情况、工具借用情况、钥匙使用情况、异常情况等信息进行全面交
四川省XXXXX水电站机电设备安装工程电气设备试验、调试项目 批准： 校核： 编制： 中国葛洲坝集团XXX项目部
二0 一一年十一月
.总则 1.1、为确保XXX水电站试验工作顺利、有序地进行，特制订本方案; 1.2、本方案仅适用于XXX水电站; 1.3、本方案仅列出调试主要试验项目，相应试验的具体方法参见相应 厂家技术文件 二.编制依据 2. 1 《电气装置安装工程电气交接试验标准》GB5O150- 2006 2. 2 《水轮发电机组启动试验规程》(DL/T507-2002) 2. 3 《水轮发电机组安装技术规范》(GB8564-2003) 2. 4 水轮机电液调节系统及装置调整试验导则(DL496-92) 2. 5 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》(DL489-92) 2.6《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》(GB/T9652.2-1897) 2.7有关设备合同、厂家资料、设计资料 三.组织机构 调试负责人：陈肖平 调试班主要成员：何宇、易刚辉、夏黎东、张家有、李晓冬 四、电站主要设备参数
五.本次调试主要投入设备
刷架绝缘电阻及交流耐压试验; 埋入式测温计的检查； 1.10测量转子绕组的交流阻抗; 1.11测录三相短路特性曲线； 六、主要试验项目 1、发电机试验项目: 1.1 1.2 测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比; 测量定子绕组的直流电阻； 1.3 1.4 定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量; 定子绕组交流耐压试验； 1.5 1.6 测量转子绕组的绝缘电阻; 测量转子绕组的直流电阻; 1.7 转子绕组的交流耐压试验; 1.8 1.9
光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），
无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测
xxxx光伏发电系统 调试报告 项目名称： xxxx 建设单位： xxx 监理单位： xx 总包单位： xx 分包单位： xx 光伏并网系统调试过程记录表
1、调试前、对照附件A 光伏并网系统调试检查表、依次对照各个检查项目进行检查，要求所有项目都符合要求。 2、检查并确保逆变器电网开关（AC开关）设置为零（水平位置）。直流侧输入开关处于断开位置。 3、打开交直流配电柜，检查所有空开、刀闸开关都处于断开位置。 4、合上刀闸开关，然后再合上配电柜1AA6第五路开关，用万用表检查空开上端市网电压是否正常，记录数据。电压符合要求，合上市电输入空开，这时市电输入到逆变器，这时激活逆变器系统控制器，前面显示板亮起。 5、用完用表测试屋面两个区域太阳伏能光系统到交直流柜的开路电压，测试数值记录到附件B（汇流箱汇流后电压测试记录表）。通过测试，发现电压正常，符合逆变器输入要求。 6、闭合逆变器标记为H和L的开关，然后再闭合交直流配电柜内直流输入空开。 7、闭合逆变器AC开关，顺时针旋转AC开关至竖直位置。 8、逆变器正常启动，面板指示灯run亮起，风扇开始正常工作，交直流配电柜电能表、电流表都正常工作。系统调试完毕。
太阳能光伏并网系统调试结论 结论： 电气设备安装牢固，布线合理，电气连接正常，太阳能光伏系统输出电压在逆变器输入电压范围内，电流表、电能表都能正常显示，逆变器正常工作、风扇正常旋转，系统正常工作，整套系统运行正常，太阳能光伏并网系统调试成功。 建设单位：监理单位：总包单位：分包单位： 现场代表：现场代表：现场代表：现场代表 日期：2012年7月22日
机组启动试运行调试大 纲精编 Document number：WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986
8号机组启动试运行调试大纲批准： 审核： 编制： 大唐衡阳发电股份有限公司 2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录 第一章总则 第二章编写依据及说明 第三章工程概况 概述 8号机组主要设备参数 第四章启动试运行应具备的条件 第五章启动试运技术要点及措施 机组起动试运行前的检查 5.1.1引水系统的检查 5.1.2水轮机部分的检查 5.1.3调速系统及其设备的检查 5.1.4发电机部分的检查 5.1.5励磁系统的检查 5.1.6油、水、气系统的检查 5.1.7电气一次设备的检查 5.1.8电气二次系统及回路的检查 5.1.9消防系统及设备的检查 水轮发电机组充水试验 5.2.1 充水条件 5.2.2 尾水充水 5.2.3 蜗壳充水
、机组启动和空转试验 5.3.1启动前的准备 5.3.2首次手动启动试验 5.3.3 调速器空载试验 5.3.4手动停机过程及停机后检查 5.3.5 机组过速试验及检查 机组自动开停机试验 5.4.1 自动开机需具备的条件 5.4.2机组LCU8自动开机至空载 5.4.3 机组LCU8自动停机 、水轮发电机组空载试验 5.5.1 发电机短路升流试验 5.5.2 发电机升压试验 5.5.3 空载下励磁装置的调试 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 280的自动假同期试验 280的自动准同期试验 5.6.4 计算机监控系统自动开机并网试验 5.6.5 机组带负荷试验 5.6.6 机组甩负荷试验 5.6.7 低油压事故停机试验
XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日
1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7 JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》； 3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥： 成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容：
6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下： （1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。 7.1.1使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.1.2调试应具备的条件 （1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。 7.1.3调试步骤和方法 （1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （3）确认电缆回路通知直流柜侧人员确认电缆连接是否正确， 7.2直流柜 7.2.1直流柜的试验项目如下： （1）测量直流柜内电气一次回路的绝缘电阻. 7.2.2使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.2.3调试应具备的条件 （1）直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确 7.2.3调试步骤和方法 （1）测量各支路、干路和电缆绝缘电阻分别测量相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （2）用万用表确认回路极性连接正确 7 .3低压柜 7.3.1 调试项目
工程竣工预验收报验申请表 监B7-3 致：深圳市昊源建设监理有限公司（监理单位）： 我方已按合同和设计要求全部完成了娄星区省级扶贫村光伏电站设备采购及安装项目工程，经自检合格，请审查验收。 附件：□单位工程质量竣工验收记录（页） □工程质量控制资料（页） 施工项目部（盖章） 项目经理（签字） 日期： 预验收意见： □报验表格填写不符合要求，现予退回。请重新填写报验。 □工程质量控制资料达不到验收要求，现予退回。请按审查附件要求抓紧完善后再行填表报验。 □工程实物达不到验收质量要求，请按审查附件要求抓紧完善后再行填表报验。 □工程总体质量基本达到验收标准，请继续做好质量整改和成品保护，准备参加建设单位组织的工程竣工验收。并报建设单位。 □附件：号监理通知单 监理工程师（签字） 总监理工程师（签字） 日期： 签收人施工单位： 日期： 监理单位： 日期： 建设单位： 日期：
分布式并网光伏发电项目验收和调试报告 项目名称工程地址 建设单位施工单位 项目装机规模kw 并网电压V 主体工程完工时间年月日验收日期年月日验收当日天气验收时间时分 以下由现场验收人员填写 第一部分：光伏组件及固定支架现场检验 序号检验项目检验标准检验记录 1 光伏组件组件数量 2 组件串数 3 无破损或明显变形 4 开路电压测量值（v） 5 固定支架支架安装牢固、可靠 6 支架防腐符合标准 7 与支架固定处屋面做防水处理（若存在） 8 防雷检查组件与支架需有防雷措施 第二部分：综合布线现场检验 1 直流侧电缆电缆型号 2 电缆根数 3 走线合理不杂乱 4 无明显暴露在外的部分 5 交流侧电缆电缆型号 6 电缆根数 7 走线合理不杂乱 8 无明显暴露在外的部分 第三部分：交直流配电箱现场检验 1 外观检查外观无破损、箱体无明显变形 2 箱内检查箱内无碎屑或遗留物等 3 内部元器件元器件无松动、脱落 4 开关分合闸检查开关分合闸灵活可靠 5 接地检查需有可靠接地 6 防雷检查直流侧与交流侧均有防雷设施第四部分：逆变器现场检验 1 本体检查厂家 2 型号 3 外观检查外观无划痕，柜体无明显变形 4 安装检查安装牢固、可靠 5 电气连接检查连接牢固，无松动 6 开关分合闸检查开关分合闸灵活可靠
森源禹州梨园沟120MWp光伏发电项目光伏系统调试方案 批准： 审核： 编制： 江苏华能建设工程集团有限公司 禹州光伏项目部 2017年10月20日
目录 1.................................................................................................................................................................. 前言3 2........................................................................................................................................调试主要依据的规范3 3................................................................................................................................................ 工程及系统概况4 4...................................................................................................... 启动试运组织机构和各有关单位的职责4 4.1.启动试运组织机构 4 4.1.1.试运组织机构图 5 4.1.2.试运行指挥部 5 4.1.3.调试单位 6 4.1.4.生产单位 6 4.1. 5.设计单位 6 4.1.6.监理单位 6 4.1.7.制造厂家 7
大通河流域电站防汛检查大纲 黄河中型水电开发有限责任公司 二〇一五年三月八日
大通河流域电站防汛检查大纲 1 检查防汛组织与岗位责任制落实情况 1.1 防汛组织健全。管理部建立健全以安全第一责任人为组长的防汛现场工作组，下设防汛现场工作组办公室（以下简称防汛办公室）和抗洪抢险队。 1.2 防汛任务明确，制定年度防汛工作目标、计划和应急预案。 1.3 防汛责任落实，各级防汛工作岗位责任制明确。 2 检查防汛规章制度是否健全 2.1上级有关部门的防汛文件齐备。 2.2 防汛现场工作组及其防汛办公室工作制度、汛期值班制度、汛期灾情报告制度、防汛物资储备管理制度、汛后防汛工作总结报告制度等各项制度齐备，并及时修订完善。 3 检查度汛方案和防汛措施制订情况 3.1 设计防洪标准内的洪水调度方案(包括汛限水位、下泄流量、闸门开启顺序规定等)。 3.2 超标准洪水的防洪预案。 3.3 流域水电站水库联合调度方案，水电站汛期经济运行方案，水文气象预报方案。 3.4 防御局部暴雨、支沟洪水、泥石流、滑坡等灾害的预防措施。 3.5 防御水淹厂房的措施，防御泄洪雾化影响的措施。 4 检查水库上下游巡查工作 4.1 汛前对各水电站库区进行巡查，掌握坍塌、滑坡及其它不利于水库安全运行的情况，并采取相应措施，有重大问题的应及时报上
级主管单位和公司防汛办。 4.2 汛前应全面了解水库下游主河道行洪能力的变化情况，并报上级主管单位和公司防汛办。 5 检查汛前大坝监测情况 5.1 汛前运行水电站大坝详细检查情况(混凝土表面裂缝、渗漏、冻融、坝基坝肩及边坡稳定、下游冲刷变化情况等)。 5.2 运行水电站大坝监测资料整编分析情况(变形及扬压力、渗漏量等)。 5.3 运行水电站大坝安全定期检查情况。 6 检查泄洪设施检修维护与运行工作 6.1 泄洪设备、设施检查情况 利用汛前大通河流域枯水季节，分别利用生产厂用电和备用柴油发电机对各水电站泄洪闸工作闸门进行提落试验。详细检查机械部分动作正常、并作必要的保养。电气部分各测量仪表完好无损，指示正确，信号灯及人机对话屏显示状态与现场电气设备运行的状况相对应，闸门开度仪显示情况与闸门状况相符合， PLC运行正常。 6.2 厂内起重机、坝顶门机、尾水门机检查 厂内起重机检查各部件行走机构、起升机构，制动限位机构运转情况，各油箱油位正常，动力盘和控制回路进行全面清扫检查，检查动力电源供电正常，控制电源。 坝顶、尾水门机进行联动试验，检查液压抓梁穿脱销动作、穿脱销及抓梁就位信号、各部行走机构、起升机构、制动限位机构运转、
1. 7 数字式并列装置 1.7.1概述用大规模集成电路微处理器（CPU）等器件构成的数字式并列装置，由于硬件简单，编程方便灵活，运行可靠，且技术上已日趋成熟，成为当前自动并列装置发展的主流。模拟式并列装置为简化电路，在一个滑差周期T s时间内，把S 假设为恒定。数字式并列装 置可以克服这一假设的局限性，采用较为精确的公式，按照 e 当时的变化规律，选择最佳的越前时间发出合闸信号，可以缩短并列操作的过程，提高了自动并列装置的技术性能和运行可靠性。数字式并列装置由硬件和软件组成，以下分别进行介绍。 图1.17 数字式并列装置控制逻辑图 1.主机。 微处理器（CPU）是装置的核心。 2.输入、输出接口通道。在计算机控制系统中，输入、输出过程通道的信息不能直接与主机总线相连，它必须由接口电路来完成信息传递的任务。 3.输入、输出过程通道。 为了实现发电机自动并列操作，需要将电网和带并发电机的电压和频率等状态按照要求送到接口电路进入主机。 （1）输入通道。按发电机并列条件，分别从发电机和母线电压互感器二次侧交流电压信号中提取电压幅值、频率和相角差等三种信息，作为并列操作的依据。 1）交流电压幅值测量。采用变送器，把交流电压转换成直流电压，然后由A ／D 接 口电路进入主机。对交流电压信号直接采样，通过计算求得它的有效值。如图 1.18 所示。 2）频率测量。测量交流信号波形的周期T。把交流电压正弦信号转化为方波，经二 分频后，它的半波时间即为交流电压的周期T。 3）相角差e测量。如图1.19 所示，把电压互感器电压信号转换成同频、同相的方波信号。 （2）输出通道。自动并列装置的输出控制信号有： 1）发电机转速调节的增速、减速信号。
光伏电站电气调试 方案
中广核甘肃金昌一期50MWp并网光伏电站项目 电气调试 作 业 指 导 书 中海阳能源集团股份有限公司 中广核金昌项目部 年月日
批准：年月日审核：年月日编写：年月日
目录 一、编制说明..................................................................... 错误!未定义书签。 二、编制依据..................................................................... 错误!未定义书签。 三、35kV高压柜试验项目： ............................................. 错误!未定义书签。 四、干式电力变压器交接试验........................................... 错误!未定义书签。 五、电力电缆试验 ............................................................. 错误!未定义书签。 六、电流、电压互感器的检验........................................... 错误!未定义书签。 七、安全保护措施 ............................................................. 错误!未定义书签。
一、编制说明 本方案适用于50MWp光伏发电项目安装工程中电气安装工程各设备的调试试验。主要包括：汇流箱、逆变器、真空断路器、避雷器、电流互感器、电压互感器、隔离开关、干式电力变压器、35kV配电装置、厂用电装置等设备的一次试验及二次检验；二次系统的调试工作包括：保护装置、二次回路试验等； 全厂所有电气一次设备按GB50150- 进行调试，对于规范中没有规定的设备可参照制造厂家产品要求执行。综合保护设备及相关联设备的调整试验按《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995- 中要求调校、检验，特殊保护装置参照出厂产品技术条件进行调校。 二、编制依据 2.1施工图纸 2.2施工规范 2.2.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150- 2.2.2《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46- 2.2.3《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 DL/T995-
机组启动试运行调试大 纲
用心整理的精品word文档，下载即可编辑！！ 8号机组启动试运行调试大纲批准： 审核： 编制： 大唐衡阳发电股份有限公司 2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录 第一章总则 第二章编写依据及说明 第三章工程概况 3.1 概述 3.2 8号机组主要设备参数 第四章启动试运行应具备的条件 第五章启动试运技术要点及措施 5.1 机组起动试运行前的检查 5.1.1引水系统的检查 5.1.2水轮机部分的检查 5.1.3调速系统及其设备的检查 5.1.4发电机部分的检查 5.1.5励磁系统的检查 5.1.6油、水、气系统的检查 5.1.7电气一次设备的检查 5.1.8电气二次系统及回路的检查 5.1.9消防系统及设备的检查 5.2 水轮发电机组充水试验 5.2.1 充水条件 5.2.2 尾水充水 5.2.3 蜗壳充水
5.3、机组启动和空转试验 5.3.1启动前的准备 5.3.2首次手动启动试验 5.3.3 调速器空载试验 5.3.4手动停机过程及停机后检查 5.3.5 机组过速试验及检查 5.4 机组自动开停机试验 5.4.1 自动开机需具备的条件 5.4.2机组LCU8自动开机至空载 5.4.3 机组LCU8自动停机 5.5、水轮发电机组空载试验 5.5.1 发电机短路升流试验 5.5.2 发电机升压试验 5.5.3 空载下励磁装置的调试 5.6 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 5.6.2 280的自动假同期试验 5.6.3 280的自动准同期试验 5.6.4 计算机监控系统自动开机并网试验5.6.5 机组带负荷试验 5.6.6 机组甩负荷试验 5.6.7 低油压事故停机试验
光伏发电工程验收规 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规光伏发电工程的验收，制定本规。 1.0.2本规适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。
2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防重大事故为目的，综合运用安全防技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。 3基本规定 3.0.1工程验收依据应包括下列容： 1国家现行有关法律、法规、规章和技术标准。 2有关主管部门的规定。 3经批准的工程立项文件、调整概算文件。 4经批准的设计文件、施工图纸及相应的工程变更文件。 3.0.2工程验收项目应包括下列主要容： 1检查工程是否按照批准的设计进行建设。 2检查已完工程在设计、施工、设备制造安装等过程中与质量相关资料的收集、整理和签证归档情况。 3检查施工安全管理情况。 4检查工程是否具备运行或进行下一阶段工作的条件。 5检查工程投资控制和资金使用情况。 6对验收遗留问题提出处理意见。 7对工程建设作出评价和结论。 3.0.3工程验收结论应经验收委员会（工作组）审查通过。 3.0.4当工程具备验收条件时，应及时组织验收。未经验收或验收不合格的工程不得交
苍梧县丹竹二级水电站工程 机组启动试运行计划大纲 批准： 审核： 编写：
一、总则 1、丹竹二级水电站水轮发电机组启动试运行程序内容包括与机组有关的电气设备的起动、调整试验等项目。 2、机组试验项目是根据《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564-2003）、《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507-2002）所规定的试验及设备生产厂家技术要求制订；如有临时增加试验项目需取得机组启动委员会同意，才能进行试验。 3、机组启动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正常并网运行创造条件；对机组启动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。 二、机组启动试运行前的检查 （一）引水系统的检查 1、进水口闸门、引水隧洞、压力前池、压力管道等水工建筑物应符合设计要求，所有杂物应清理干净。 2、引水系统的排水设施，包括管道、阀门、排水泵等必须处于能正常工作状态。 3、机组所有的水系统全部安装调试完毕，符合规程和设计要求，测量表计指示正确。 4、厂内的消防设施满足要求。 5、调速器安装调试完毕，导叶开、关灵活符合设计要求。 6、机组所有部件全部安装完毕，所有销钉、螺栓、螺母等已装齐全并全部紧固，牢固、可靠。 7、各转动部分间隙符合厂家的设计要求，机组内部已清扫干净，并经检查无遗物。 8、刹车制动闸灵活可靠。 9、发电机冷却水供水调试完毕，要求无渗漏，压力值达到设计要求。 10、与试运行有关的各种电气设备均安装完毕，按要求试验合格。
11、所有二次回路绝缘合格，各保护回路均已调试完毕，回路经总模拟试验，动作正确。电流、电压回路均经检查接线正确。 12、全厂接地工程施工完毕，接地电阻经测量符合设计要求。 13、全厂临时电源安全可靠，临时照明布置合理，光线充足。 14、厂内外通信电话应畅通，符合要求。 （二）水轮机的检查 1、水轮机转轮及所有部件已安装完工检查合格，施工记录完整，转轮与涡壳间隙已检查无遗留物。 2、主轴与发电机联轴器已安装完工，经检验调整达到设计要求。 4、推力轴承、前径向轴承、后径向轴承已检查合格，油位符合设计要求。 5、导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，导叶最大开度和关闭后的严密性已检验符合设计要求。 （三）调速系统检查 1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。 2、调速器已安装完工并调试合格，工作正常。 3、进行调速操作灵活可靠。检查导叶开度、关闭符合设计要求。 4、事故停机自动关闭导叶设备已调试合格，紧急关闭时间初步检查导叶全开到全关所需时间，符合设计要求。 （四）发电机的检查 1、发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无杂物。 2、推力轴承、前径向轴承、后径向轴承油位处正常位置，符合设计要求。 3、、发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。 4、测量发电机工作状态的各种表计，调试、整定合格。 （五）励磁系统的检查 1、励磁屏设备安装完工试验合格，励磁连接线正确，检验合格。
一、一般规定 1、调试方案应报审完毕 2、设备和系统调试前，安装工作应完成并验收合格 3、室内安装的设备和系统调试前，建筑工程应具备下列条件： 1）所有装饰工作应完毕并清扫干净 2）装有空调或通风装置等特殊设施的，应安装完毕，投入运行 3）受电后无法进行或影响运行安全的工作，应施工完毕 二、光伏组串测试 1、测试前应具备的条件： 1）所有光伏组件应按设计图纸和文件中的数量、型号组串并引接完毕 2）汇流箱内各回路电缆引接完毕，且标示应标示清晰、准确 3）汇流箱内熔断器、断路器处于断开位置 4）汇流箱及内部防雷模块、接地应牢固、可靠，且导通良好 5）辐照度应在不小于700W/m2的条件下测试 2、测试应符合以下要求： 1）汇流箱内测试的光伏组串的极性应正确 2）相同测试条件下的相同光伏组串间的开路电压偏差不应大于2%，最大偏差不得大于5V。 3）在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组串的电流进行测试。相同测试条件下且辐照度不小于700W/m2时，相同光伏组串间的电流偏差不大于5%。 4）光伏组串电缆温度无超出常温等异常情况。 5）光伏组串测试完毕后，应做好记录 3、逆变器投入运行前，宜将接入此逆变单元的所有汇流箱测试完毕。 4、逆变器在投入运行后，汇流箱内组串的投、退顺序应符合下列要求： 本工程汇流箱的总输出和分支回路的光伏组串均采用熔断器时，则投退熔断器前，均应将逆变器解列 三、逆变器调试 1、逆变器调试前，应具备下列条件： 1）逆变器控制电源应具备投入条件
2）逆变器交直流侧电缆均引接完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好 3）光伏矩阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。 2、逆变器调试前，应对其做下列检查： 1）逆变器接地应牢固可靠、导通良好 2）逆变器内部元件应完好，无受潮、放电痕迹 3）逆变器内部电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动 4）当逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠、接触良好，开关位置指示正确 5）逆变器本体及各回路标示应清晰准确 6）逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理 3、逆变器调试应符合下列要求： 1）逆变器控制回路带电时，应对其做下列检查： ①工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常 ②人机界面上各参数设置应正确 ③散热装置工作应正常 2）逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作： ①测量直流侧电压值和人机界面显示值之间的偏差应在运行范围内 ②检查人机界面显示直流侧对地电阻值应符合要求 3）逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列工作： ①测量交流侧电压值和人机界面显示值之间的偏差应在运行范围内 ②交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确 ③具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态下，不应做出并网动作 4）逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列： ①具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门 ②逆变器交流侧掉电 ③逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值 ④逆变器直流侧输入电压高于或低于逆变器的整定值 ⑤逆变器直流输入过电流 ⑥逆变器交流侧电压或频率超出额定电压或频率允许范围 ⑦逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围